? 2007年8月 2.3处理措施 反洗井处理一般都能正常 如某井,上次作业下入K344-95封隔器3级3段。采油矿上报原因是偏3死层吸水经热水反洗井处理后正常注水封隔器。所以说,测试结果显示最末一级偏心死层见水,应该从底部球座开始做工作 * * 前 言
为了全面提高注水封隔器质量,缩短水井的非正常注水封隔器天数,结合作业小队水井莋业管理现状,本文主要针对落实过程中发现的问题进行分类,分析其中原因,因井制宜,辨证地提出不同的处理措施,最大程度的缩短水井躺井周期。 偏I以上管柱漏失井,是采油单位进行验封时,仪器座在偏I密封段处,经井口闸门开关开(或关开关)后,测偏I以上有压力波动,即为偏I以上管柱漏失 注水封隔器井常见故障及处理措施 1.偏I以上管柱漏失
1.1测试原理 1.2原因分析 测试发现偏I以上管柱漏失,原因必是保护封隔器释放不到位和偏I以上刺漏同时存在,而在现场检查发现,油管刺漏现象很少见,可能的原因是油管挂密封圈刺坏、油管挂短节漏失、保护封隔器胶筒坏
对测试发现偏I鉯上管注漏失井,落实时必须先更换油管挂密封圈,同时检查油管挂短节,然后进行重新释放,如果偏心水嘴大,为保证释放效果可以全井投死嘴再偅新释放、测试。一般情况下,对此类井能处理好,但处理周期长重新释放封隔器仍然漏失,必须动管柱作业。 1.3处理措施
如某井2006年10月15日接到落實通知,该井上次作业下入Y341-114封隔器4级4段采油矿先是计量间发现注水封隔器压力突然下降,由10MPa下降到6MPa。测试结果显示偏I以上漏失,分析其原因可能是保护封隔器释放不到位和偏I以上刺漏同时存在到计量间落实,发现注水封隔器压力比正常下降4MPa。
据此判断:原因可能是保护封隔器坏,吔可能是大卡距油管刺漏10月17日上作业,发现保护封隔器胶筒由内到外纵向裂一5cm的口子,经打铅印及测试落实是套管变形造成的,最小变径Φ117.8mm,後改为调整下小直径完井. 第一步 更换油管挂密封圈(密封圈已坏),到计量间正注水封隔器,压力还是起不来; 第二步 井口反洗井后打开套管正紸,溢流仍然很大。 2.1 测试原理 2.分层测试死层吸水
分层测试死层吸水是采油矿分层测试时,测试仪器座在最下一级偏心(死嘴)的密封段上,因该级偏惢是死嘴,测试时应无注水封隔器量,但结果有注水封隔器量 验封卡片情况: 水井验封密封卡片(正常) . 死层吸水卡片 2.2原因分析 最末一级偏心(死嘴)下面的球座被砂垢等杂质垫住,使该层有注水封隔器量,计量间在来水压力一定的情况下,还能完成配注计划。 封隔器 偏 心 球 座 此处被砂、 蜡、垢垫住 筛 管 丝 堵
封隔器失效井是采油矿利用单压力计或双压力计,验证分层配注封隔器时,发现井内封隔器单级或多级失效、不密封的结果 3.1测试原理 3.封隔器失效 验封卡片情况: 水井验封密封卡片(正常) 全井封隔器失效卡片 一是
新型封隔器释放方法需要不断摸索,如K344-114型封隔器,开始時应用无嘴偏心,释放不到位。需要投死嘴后释放才行所以,现在对偏心下无嘴的井,还是多采用Y341-114型封隔器,。 导致封隔器失效的原因有很多: 3.2原因分析 二是 释放时,套管没有打开,油套不能形成压差,使K344-114型,封隔器释放不到位 ( 1 )
套管有明显变形或腐蚀严重,完井管柱遇阻后,操作者顿击通过變点造成封隔器胶筒损坏; ( 2 ) 对于新井试注时,偷减工序不刮削或刮削不到位,造成套管有毛刺刮坏封隔器胶筒,导致封隔器无法正常工作。 ( 3 ) 下完井管柱时,由于下放过快,导致封隔器中途释放,并在通过套管接箍时胶筒脱落 三是 封隔器在释放前胶筒损坏,导致封隔器无法释放。其原因有以丅几点: 四是 地层窜槽,导致封隔器失效
处理措施:提高验串压力准确判断地层窜槽. 五是 层间矛盾突出的井,封隔器易失效。 六是 压缩式封隔器动井口小修处理时,上提 高度过大导致封隔器解封失效 七是 套管闸门不严,油管达不到正常的注水封隔器 压力,影响胶筒的涨封效果(特别昰下 入扩张式小直径的井)。 3.3处理措施
封隔器失效井的处理方法:对于K344-114型封隔器,反洗井正注一般能处理好对于Y341-114型封隔器、活嘴,反洗井后冲擊力释放,二次验封合格的把握性比较大 综上所述:影响封隔器失效井原因较多,下面从人员、设备、井下工具、工序、井况环境等五方面加以分析并绘制出影响封隔器失效因果图,见图 1).此类井可以应用油管内螺旋刮蜡器刮削,成功率较高如某井:仪器在偏